Pris for anlæg af energiø i Nordsøen: 38 milliarder kroner

Illustration: Energinet

Konstruktionen af en energiø i Nordsøen med 10 GW havvind tilkoblet kan alene komme til at koste op mod 38 milliarder kroner. Det fremgår af et folketingssvar fra klima-, energi- og forsyningsminister Dan Jørgensen (S).

Prisen inkluderer vel at mærke kun konstruktionen af selve øen og de eltekniske anlæg (primært store HVDC-konverterstationer, red.), som skal stå på den. Oveni kommer altså alle de øvrige investeringer i selve vindmøllerne, de elektriske søkabler fra de tilknyttede havvindmølleparker til energiøen samt de dyre jævnstrømskabler, der skal forbinde øen med fastlandet.

Prisestimatet er indhentet af Energistyrelsen hos dets rådgiver COWI, som også tidligere har foretaget finscreeninger og beregnet levetidsomkostninger på det gigantiske anlægsprojekt.

COWI’s estimat afhænger dog meget af, hvilket grundlæggende layout, man vælger at konstruere energiøen ud fra. I øjeblikket overvejes to modeller: En stor kunstig og sammenhængende ø bygget op af sandfyldte betonsænkekasser eller et samling af selvstændige stålplatforme, der hæver anlæggene over havet.

Sidstnævnte løsning er velkendt i offshore-industrien, hvor sammensvejsede stålgitre, der rager op over havoverfladen – såkaldte ‘jackets’ – er den mest udbredte platformskonstruktion.

Men ifølge COWI’s tal er det den i offshore-sammenhænge mindre afprøvede sænkekasse-løsning, der vil været billigst, hvis øen skal understøtte havvindskapacitet på i alt 10 GW.

Denne løsning vil ifølge COWI koste 29 milliarder kroner at anlægge, og det inkluderer endda en servicehavn, ligesom den mere sammenhængende konstruktion også vil gøre det muligt at opbevare materiel ude på havet under opførelsen af de tilknyttede havvindparker – noget som aktører ifølge Energinet har efterspurgt som en nødvendig facilitet.

Men vindgiganten Ørsted har tilsyneladende også lavet sine egne beregninger. Torsdag i denne uge skrev afgående topchef Henrik Poulsen et indlæg i Børsen,( hvori han plæderede for, at Danmark vælger løsningen med stålplatforme frem for sænkekasserne, da det ifølge selskabets egne beregninger er langt den billigste løsning.

»I Ørsted har vi analyseret de to modeller, og vores beregninger viser, at det med en caisson-ø (sænkekasser, red.) vil være cirka 4 mia. kr. dyrere at etablere de første tre GW i Nordsøen i forhold til platformsløsningen. Udbygget til ti GW vil caisson-løsningen stadig være betydeligt dyrere,« skrev den administrerende direktør torsdag i Børsen.

I COWI’s prisoverslag koster begge konstruktiontyper hver 12 milliarder kroner, hvis øen kun har 3 GW havvind tilkoblet, som det er planen i denne første fase frem mod 2030.

Der er altså langtfra overenstemmelse mellem de to sæt af beregninger, og Energistyrelsen gør da også opmærksom på i folketingssvaret, at estimaterne er ‘behæftet med betydeligt usikkerhed, og at man ved anvendelse af andre forudsætninger om fremtidige priser vil kunne opnå andre resultater, ligesom teknologiudviklingen også vil kunne påvirke resultaterne på sigt.’

Afklaring af spørgsmålet er dog formelt lige nu i hænderne på statens elsystemansvarlige, Energinet, som for nyligt blev pålagt at gå i gang med det omfattende forundersøgelsesarbejde omkring energiøerne i både Østersøen og i Nordsøen.

Her vil afvejningen af fordele og ulemper ved de forskellige kontruktionstyper også indgå som en del af undersøgelserne. Arbejdet skal løbe frem til sommeren 2024 og vil i sig selv koste op mod 1,15 milliarder kroner.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Hvis man tager Power-2-X forudsætningen for gode varer, så skal meget af strømmen vel gå til at lave brint/metanol/ammoniak/X. Ville det ikke give mening at placere eller lave plads til elektrolyzers på øen, så fx metanol kunne laves der og hentes af et skib i havnen på øen? Så kunne man spare på DC kablet til land.

Alternativet er selvfølgelig et større DC kabel (fud kapacitet) og så de anlæg på havnen i fx Esbjerg.

Det leder mig frem til mit grundlæggende spørgsmål: Ved man præcist hvad man vil have på de øer eller er det bare et prestige-projekt for signalsværdiens skyld? I sidste tilfælde, så skal vi jo have en ø og ikke en stålplatform.

  • 18
  • 12

Det har der været svaret på i flere tråde. De har nok tænkt tingene igennem skal du se.

Nå du spørger som du gør "prestige-projekt for signalsværdiens skyld" Så orker jeg ikke at svare dig.

  • 12
  • 16

Man skal ikke se bort fra potentialet i at en energiø kan blive center i et netværk for el produktion og distribution i Nordsøen.

Når først en ø er etableret, kan det nemt være den billigste løsning for en ny aktør at tie in til den eksisterende ø, som kan udvides og dermed være billigere for den næste osv osv.

Der er et enorm potentiale for både el produktion og distribution i Nordsøen. Om potentialet kan blive til noget? Time will show.

Vi kan tage chancen eller overlade det næste energieventyr til nordmændende.

  • 21
  • 3

Men Jakob Bork har jo ret i, at det bliver et 'prestige-projekt'. Det bliver det jo altid når skiftende minstre skal have noget til eftermælet. Så når det nu politisk er benævnt energi-Ø - så bliver det til en ø. Når prisen så kendes, så starter barberingen af projektet, så prisen bliver passende. Det har jo desværre ikke med teknik at gøre, når de folkevalgte skal beslutte...

  • 11
  • 2

Hej Hans Henrik Hansen

hvem er 'vi'? Når nu VE er blevet så super-konkurrencedygtig, som vi i tide og utide hører om (ikke mindst her i spalterne!), må det vel være en smal sag at mobilisere de fornødne, private investeringhåndører...eller hur? ;)

Sikkert ikke.

Hvis man vil have gevinsten må også tage en chance; hvilket man f.eks gjorde med storebæltsbroen og DONG.

Jeg synes at det vil være ærgeligt såfremt den danske befolkning ikke får del i overskuddet fra potentialet i Nordsøen. Vi behøver ikke gentage historien om nordsøolien.

  • 10
  • 6

Jeg undskylder med det samme hvis tonen i mit første indlæg kunne opfattes forkert.

De har nok tænkt tingene igennem skal du se.

Det troede jeg at det var det, vi gjorde her i debatsporet ;-) Lad os bare få debatten tilbage på sporet.

Ja, der har været snakket om lufthavn, PtX anlæg, havn til tankskibe og ekstra aflæggerplads. Og nu er det væk og erstattet af en stålplatforme eller en minimums-ø med en "Servicehavn". Overrasker det ikke jer?

Det er første gang jeg hører om at en energi-ø også kunne være en stålplatform, men jeg kommer sikkert for sent til debatten. Når jeg hører om en stålplatform så ser jeg ikke lige de "Netværkseffekter" som #3 Niels Peter Jensen omtaler. Eller skibe, der lægger til. Eller udvidelser med PtX anlæg.

Jeg er også personligt fan af øerne. Med en stålplatform forestiller jeg mig en minimumsinstallation på havet og resten af PtX på land - men jeg har ikke adgang til Børsen og Henrik Poulsens indlæg.

  • 9
  • 1

Hvad er det en kunstig ø kan som en aftjent bordeplatform ikke kan ? Det fungere vel fint ved Kriegers Flak ? En havn ja , men er der reelt behov for det ? 38 mia ??? Bliver det energinet ( elforbrugerne ) der skal betale denne ø ?

  • 13
  • 6

https://ens.dk/ansvarsomraader/vindenergi/...

Konceptet "energiø" dækker over en eksisterende ø, fysisk ø eller platform, der fungerer som et knudepunkt for el-produktion fra omkringliggende havvindmølleparker, som forbindes og distribueres mellem Danmark og udvalgte nabolande. Der kan i konceptet også tilkobles andet el-teknisk udstyr såsom lagringsfaciliteter, elektrolyseanlæg eller andre energikonverteringsteknologier (f.eks. PtX).

  • 11
  • 2

Det er første gang jeg hører om at en energi-ø også kunne være en stålplatform

Man får let forkerte billeder i hovedet ved ordet "stålplatform".

Men det er egentlig mere funderingen, der er forskellig. Stålplatformen bygges på et antal stål-"jackets", der bankes ned i havbunden, hvorefter der bygges et sammenhængende dæk henover. Øen laves med sænkekasser af beton, der flådes ud og fyldes med sand.

Det forhindrer ikke, at stålplatformen kan være lige så stor og med de samme faciliteter som øen. Der vil bare være vand under konstruktionen, så man ikke skal pumpe store mængder sand op. Nogle mener så, at det er en billigere løsning med stålfundament. Jeg aner det ikke.

Det spiller muligvis også ind, at Danmark pr. tradition er et betonland. Andre lande er langt mere stålorienterede, når det gælder anlægskonstruktioner.

  • 11
  • 0

Hej Jacob, - det forklarer ikke, hvad de mange m2 skal bruges til. Elektrolyseanlæg kan laves på platforme. Dem laver man i forvejen i havmølleparkerne (Krigers Flak får to platforme). Nogle vindmølleproducenter overvejer at indbygge elektrolyseanlæg i møllerne (hvor der er ganske meget plads).

  • 7
  • 4

Jeg bemærker, at man tilsyneladende slet ikke overvejer inverted pumped storage modellen, som formentligt er den med bedst økonomi. Til gengæld kan den ikke laves i lille skala, hvilket kan være årsagen til, at den er fravalgt?

Nå, 29 mia for en energiø, som kan håndtere 10 GW havvindmøller. Det svarer til 2,9 mio Dkk/MW. Det finder jeg ikke afskrækkende, men der skal naturligvis regnes på businesscasen.

Hvis man skal lave PtX på øen, er ammoniak det eneste realistiske, fordi ammoniak ikke indeholder kulstof. MAN og A. P. Møller er i gang med udviklingen af ammoniakdrevne motorer, så det kan være en måde, at spare på ilandføringsudgifterne. Omvendt er det jo dyrt at bemande ude i Nordsøen, selvom en ø næppe kræver lige så høje pristillæg som de traditionelle platforme.

Besparelsespotentialet ligger formentligt hovedsageligt indenfor opex. På længere sigt kan der også være et potentiale i forbindelse med et Nordsøgrid, men det ligger nok længere ude i fremtiden, og kan næppe medregnes.

  • 2
  • 4

det forklarer ikke, hvad de mange m2 skal bruges til

Helt enig, jeg synes også det er nogle dyre m2 til aflæggerplads. Men det er jo min (vores) subjektive vurdering - det er (sikkert) også dyrt at flytte vinger og tårne rundt på vandet.

Det var egentligt også derfor jeg citerede Energistyrelsens egen hjemmeside med "formålet". Jeg kan så læse i "Klimaaftalen for energi og industri mv. af 22. juni 2020" at PtX er på sigt:

På sigt skal energiøerne kunne tilkoble teknologier, der kan lagre eller omdanne denne grønne strøm til for eksempel grønne brændstoffer (gennem såkaldt ”Power-to-X”).

Så indtil videre giver det jo ikke mening at anlægge mere end hvad man har brug for: Et knudepunkt for el-distribution til havmølleparkerne. Så kan man senere udvide med PtX.

  • 6
  • 0

Og det ved du fordi?

Fordi jeg har spurgt dem, jeg kender. Du får ikke nogen navne. Hele idéen men energi-ø'er virker som en fata morgana idé, som ikke er fostret af fagfolk, og som skulle have været aflivet efter første brainstorm. I stedet for gik den desværre i selvsving. Målestokken for den slags er, når banale spørgsmål ikke har oplagte svar. Såsom: Hvad skal de mange m2 bruges til?

  • 10
  • 11

Uden at tage stilling til, om projektet er en nødvendighed, så skal man lige lægge mærke til artiklens 2. afsnit. Her fremgår det, at søkablerne og on-shore anlæg (herunder netforstærkninger jfr. Viking Link) IKKE er medregnet.

Ved en simpel søgning finder jeg prisen kr.11 mia for Viking link. Det foreslåede anlæg har en 7 gange større effekt, så de nævnte søkabler og on-shore anlæg koster nok mellem een og to gange anlægsprisen for ø/patform (afstanden til land er den halve af Viking Link, men der skal laves mindst to forbindelser, så det svarer nok til Viking Link).

Derfor bør en anlægspris på kr.100 mia nok være tallet på nethinden. Det kan sagtens være både nødvendigt og en god ide - men realismen i anlægsprisen skal trods frem i lyset.

  • 17
  • 1

Danmarks energipolitik er rablende sindsyg, når man vil bygge en kunstig Ø, i Nordsøen.

Tyrkiet bygger i øjeblikket et atomkraftværk på 4 x 1200 MWe - 4800 MWe, til en pris af 20 milliader USD. For 120 milliarder Kr får man hele Danmarks nuværende elforbrug dækket, plus fjernvarme for fx Storkøbenhavn, i 60-80 år.

Det er vel og mærke konstant, stabil energi 24/7, som ikke kræver alverdens underlige krumspring, med energilager, PtX, Synkroncondensatorer, og backup fra biomasse og naturgas.

  • 23
  • 26

Hej Michael Foscolo

Danmarks energipolitik er rablende sindsyg, når man vil bygge en kunstig Ø, i Nordsøen.

Tyrkiet bygger i øjeblikket et atomkraftværk på 4 x 1200 MWe - 4800 MWe, til en pris af 20 milliader USD. For 120 milliarder Kr får man hele Danmarks nuværende elforbrug dækket, plus fjernvarme for fx Storkøbenhavn, i 60-80 år.

Lad os lige slå fast at Tyrkiet ikke bygger et atomkraftværk på 4 x 1200 MWe.

Russerne bygger et atomkraftværk på 4 x 1200 MWe i Tyrkiet. Et anlæg som russerne vil både eje og drive. Dermed får russerne gevinsten og tyrkerne risikoen.

Se det synes jeg er en rablende sindsyg energipolitik.

  • 30
  • 9

Ser man på prisen for ilandføring, afhænger den naturligvis af, hvor øen placeres. Som jeg hører vandrørene, er politikerne lune på at starte med en forholdsvis kystnær model, ud for Nordjyllands kyst.

Så må det være relevant at sammenligne med ilandføringsudgifterne for Horns Rev 3, nemlig 1,5 mia for 400 MW. 25 gange mere vind skulle så koste 37,5 mia kroner, minus skalafordele.

Selv om der kombineres med PtX ude på øerne (det vil jeg godt lige se nogle seriøse økonimiske beregninger af, før jeg tror på ideen), er det altså næppe sandsynligt, at øen kan tjene pengene hjem via capex. Men måske kan pengene hentes hjem via besparelser på opex? Der er også en teoretisk mulighed for at samle møllerne på øen, men det er tvivlsomt, om det faktisk ville give en besparelse, fordi det ville være en helt ny forretningsmodel. I dag udskiber vindmøllebranchen vindmøller fra havneanlæg på samlebånd.

Jeg tror stadig ikke på Nordsøgrid-ideen i et 2030 perspektiv, så den oplagte mulighed for at tjene pengene hjem på forskellige elpriser, tror jeg ikke på i det tidsperspektiv.

  • 4
  • 1

Jeg tænker, at man kunne kombinere sådan en ø med sol og evt. bølgeenergi også. Ingen vil hverken have sol eller vind i storskala i baghaven, så hvad med at bygge denne ø så stor som det overhovedet er realistisk og muligt, og så udnytte potientialet fuldt ud, i hvertfald er det en enestående chance for at "slå flere flueer med et smæk" når det nu skal være.

Ideen længere oppe med at skabe elektrolyseværker på stedet synes også god, brint, metaniseret brint, eller andre flydende brændstoffer, skabt af vedvarende energikilder, vil også med fordel kunne placeres på stedet og så enten transporteres med tankskib eller rørledning ind til fastlandet.

Hvis strømmen først skal omdannes til brint på land, så vil der være gået en hel del tabt undervejs, og jeg tror personligt, at brint kommer til at spille en kæmpe rolle i fremtiden.

En mulighed for indtjening er også at skabe øen sådan, og i en størrelse, så andre med tiden kan leje sig ind, det kan være til alverdens formål der er relateret eller afledt af det nuværende projekt og den fremtidige produktion.

Andre perspektiver man kan tænke over og evt. tage med i betragtning, når disse øer alligevel skal opstå, det er, kan de på nogen måde kystsikre længere inde, natur/biodiversitet, kan arter reddes/beskyttes ved isolering på sådan øer, permanent bosætning/samfund/by for dem der arbejder der og andre der servicere disse, med mere.

Kort sagt, skal man lave hele, halve eller kvarte løsninger, især også set i et langt og fremtidigt perspektiv.

  • 3
  • 14

Det er godt, vi har politik, for dette er jo også i høj grad et politisk projekt. Det er vel fair nok at betragte projektet som en langsigtet investering i tråd med en Storebæltsbro og lign. Der kan være mange meninger og holdninger omkring hvorvidt projektet er rigtigt at starte, om de tekniske specifikationer selv på et overordnet plan går i den rigtige retning.

Personligt syntes jeg at projektet er vildt interessant, og at de store linjer netop bør foregå i fuld offentlighed med de større aktører og almindelige borgeres og gruppers interesser og "tekniske" spørgsmål som besvares enten fagligt eller politisk/økonomisk, når det drejer sig om prioriteringer ml. eksempelvis skatter, afgifter eller andre dele på finansloven som skal finansiere projektet.

Interessant med den estimerede fordeling mellem det egentlige on-demand behov på henholdsvis el og f.eks. PtX ammoniak produktion til den rigtigt tunge transport (tror ikke på en elflyver/Mærsk skibe til Singapore, men jeg tager måske fejl) og om projektet formår at følge med udviklingen i teknologien, så den flexibelt nok kan tilpasses de mest optimale løsninger indenfor en rimelig årrække.

  • 7
  • 4

Uden at tage stilling til, om projektet er en nødvendighed, så skal man lige lægge mærke til artiklens 2. afsnit. Her fremgår det, at søkablerne og on-shore anlæg (herunder netforstærkninger jfr. Viking Link) IKKE er medregnet

Ikke forstået. En del af ideen med et internationalt energiknudepunkt ude i havet er vel netop, at ilandføringsomkostningerne bliver mindre, end hvis man ikke byggede knudepunktet, og en tilsvarende udvekslingskapacitet i stedet skulle opnås med individuelle søkabler mellem landene.

  • 13
  • 0

Det er endnu ikke lykkedes mig at forstå, hvad alle de m2 skal bruges til. Er der en her, der kan oplyse mig om det?

Energi øerne kan løse noget af logistikken med de tunge værktøjer, og reserve dele. Bare værktøjet til udskiftning af en hoved komponent kan bestå af 3 fyldte containere. En beskyttet havn vil gøre det nemmere at flytte komponenter tunge komponenter over på et skib.

En stor del af problemerne ved drift af offshore møller er logistikken ved at transpotere mandskab, og udstyr rundt mellem møllerne på en sikker og hurtig måde. Hvis møllerne står tæt på land, så bor service teknikerne på land, og sejler ud til møllerne med en CTV. (Crew Transfer Vessel) https://www.youtube.com/watch?v=qfKdXJJkk4k Det er normalt en 2 mands besætning på CTV, samt 8 til 16 service teknikerne ombord. Møllerne skal ikke være placeret langt fra land før det tager 2 timer at sejle derud, og sætte mandskab af, og krane værktøj op ved en 3-4 møller. Det kan nemt tage 20 min. at sejle mellem to møller og overføre mandskab. Og det tager samme tid at komme tilbage på land, der går nemt en halv arbejds dag med transport, og at vente. Hvis man mangler en reservedel så ligger den i land, og man må vente til næste dag med at løse problemet.

Hvis afstanden er større, eller under service/installations kampanger, så anvendes Hotel/Service Operation Vessel med Walk To Work. https://www.offshorewindindustry.com/sites... https://ulstein.com/blog/2018/how-walk-to-... Disse skibe har 50 service teknikerne der arbejder i to holds skift, der er også et lager med en del mindre reservedele ombord. SOV kan virke som base for CTV'er, da det er hurtigere at flytte en CTV, end en SOV.

  • 21
  • 0

Hej Søren Tafdrup

Det mystiske er, at jeg ikke har fundet et svar på det oplagte spørgsmål endnu.

Man kan starte med at læse artiklen, hvor man finder:

Prisen inkluderer vel at mærke kun konstruktionen af selve øen og de eltekniske anlæg (primært store HVDC-konverterstationer, red.), som skal stå på den.

og

og det inkluderer endda en servicehavn, ligesom den mere sammenhængende konstruktion også vil gøre det muligt at opbevare materiel ude på havet under opførelsen af de tilknyttede havvindparker – noget som aktører ifølge Energinet har efterspurgt som en nødvendig facilitet.

Endvidere kan man jo læse kommentarsporet hvor Jakob Bork henviser til Energistyrelsen

https://ens.dk/ansvarsomraader/vindenergi/...

Konceptet "energiø" dækker over en eksisterende ø, fysisk ø eller platform, der fungerer som et knudepunkt for el-produktion fra omkringliggende havvindmølleparker, som forbindes og distribueres mellem Danmark og udvalgte nabolande. Der kan i konceptet også tilkobles andet el-teknisk udstyr såsom lagringsfaciliteter, elektrolyseanlæg eller andre energikonverteringsteknologier (f.eks. PtX).

  • 8
  • 0

Man kan tilføje, at mandskabet i dag typisk flyves ud til deres platform i helikopter. Man kan naturligvis spare en del transportudgifter og løn, ved at have en landingsbane på øen, så man i stedet kan flyve dem ud i fly.

I vinterhalvåret kan det ofte være svært at tilgå møllerne i dårligt vejr, så her kombinerer man typisk CTV'er og helikoptere (hvor man hoister mandskab og materialer ned på nacellen). Ved at have en energiø tæt på med havn og eventuelt egen helikopter, bliver der langt kortere afstand til møllerne. Det sparer ikke kun mandskabstimer, det mindsker også risikoen for, at man må udskyde serviceringen af møllerne til senere, fordi vejret blev forværret på vej ud til møllerne.

Ind i mellem hænder det, at mandskabet bliver fanget af dårligt vejr, så de er tvunget til at overnatte i en mølle. Det er ikke nogen rar oplevelse (slet ikke i tordenvejr), så mandskabet vil også påskønne, at risikoen for at skulle overnatte på en mølle vil mindskes.

Man vil naturligvis allokere plads til boliger, lagerhaller og formentligt også rekreative formål på øen. Det er dødens pølse at være på en mandskabsplatform eller et hotelskib gennem længere tid, så jobbet med at servicere møllerne bliver formentligt markant mere attraktivt af en energiø.

  • 11
  • 0

Man kan tilføje, at mandskabet i dag typisk flyves ud til deres platform i helikopter. Man kan naturligvis spare en del transportudgifter og løn, ved at have en landingsbane på øen, så man i stedet kan flyve dem ud i fly.

SL + at helikoptere er meget sensible overfor dårligt vejr. Kender ikke de aktuelle gennemførelses % på Nordsøen; men Grønlandsfly havde kun en gennemførelses% på ca. 60 i firserne. Retidig gennemførelse lå nede på ca. 40%

Det koster firmaerne, der udfører service dyrt, for de betaler mandskabet fra de er mønstret i lufthavnen.

Et fastvinget fly må flyve instrumentflyvning med passagerer til f.eks. en energiø

  • 8
  • 2

Man vil naturligvis allokere plads til boliger, lagerhaller og formentligt også rekreative formål på øen. Det er dødens pølse at være på en mandskabsplatform eller et hotelskib gennem længere tid, så jobbet med at servicere møllerne bliver formentligt markant mere attraktivt af en energiø.

Måske skulle man alligevel overveje en lystbådehavn og en lækker strandpark når man er i gang? Bølgerne bliver garanteret optimale til surfning... Spørgsmålet er om der kan tjenes penge nok på turismen? Møllerne ødelægger nok udsigten...

  • 4
  • 4

at helikoptere er meget sensible overfor dårligt vejr

I forhold til fastvingede fly? Er du sikker på det, Karsten?

"Weather & turbulence. With a helicopters ability to hover, their pilots are under far less time pressure to asses adverse weather compared to fixed wing. Slower penetration through turbulence will also reduce the harshness of the bump too. As a result, helicopters will often be out flying when fixed wings are grounded." (Min fremhævning)

https://www.airmilford.co.nz/blog/the-pros...

  • 5
  • 0

I forhold til fastvingede fly? Er du sikker på det, Karsten?

JJ - nej - jeg er absolut ikke sikker; men sådan var det for passagertransport med helikopter vs fastvinget på Grønland i firserne.

Helikopterne skulle have landkending, 800 mtr fri sigt og måtte ikke flyve instrument flyvning. Som jeg husker det.

Vi ved alle at en redningshelikopter kan flyve i noget tykkere end guleærter; men det gælder ikke ved passagerflyvninger

  • 10
  • 2

Det er endnu ikke lykkedes mig at forstå, hvad alle de m2 skal bruges til. Er der en her, der kan oplyse mig om det?

DC-AC-DC konveteringen når mindst 5 forskellige lande (Danmark, Norge, Tyskland, England og Holland) skal tilkobles øen på en gang... Krigers Flak er på 800 MW, forbinder to lande (Danmark og Tyskland) og har to platforme, her snakker vi om 10 GW og 5 lande... Det kræver mange m^2...

Fordi jeg har spurgt dem, jeg kender. Du får ikke nogen navne. Hele idéen men energi-ø'er virker som en fata morgana idé, som ikke er fostret af fagfolk, og som skulle have været aflivet efter første brainstorm. I stedet for gik den desværre i selvsving. Målestokken for den slags er, når banale spørgsmål ikke har oplagte svar. Såsom: Hvad skal de mange m2 bruges til?

Dem du har snakket med foretrækker måske at servicepersonalet sejler eller flyver i 2-4 timer, hver vej, for at kunne servicere en vindmølle... Frem for at bo på øen i en uge og spare de mange daglige transporter? Vi snakker tros alt om en ø der skal ligge over 100 km fra kysten, måske op til 200 km...

  • 13
  • 0

Vi ved alle at en redningshelikopter kan flyve i noget tykkere end guleærter; men det gælder ikke ved passagerflyvninger

Tak for svar, Karsten.

Jeg kender ikke de danske regler men, i både Canada og UK bliver off-shore personale, der flyves med helikopter, grundigt uddanet i at redde sig ud efter en nødlanding på vand.

Derfor er kravene til vejrliget mindre strikse for disse flyvninger.

Måske der så er, kunne være, andre regler hvor der i højere grad flyves med egentlige passagere. F.eks. personale som sjældent eller kun en enkelt gang har opgave på øen?

  • 11
  • 0

1 stk energiø: 38 mia kr 10 GW vindmøller: 220 mia kr(hvis pris pr kW er det samme som for Horns Rev III). Prisen er lavt sat, fordi 60 km vest for Thorsminde, hvor energiøen skal bygges, er havdybden 40 m. Det er dyrt at bygge vindmølleparker på så dybt vand! Elkabler mellem vindmølleparker og øen og land: ? Samlet pris kan sikkert nemt løb op i 300 mia kr.

Til den pris kan vi få 6 x 1.660 MW EPR reaktorer(nettoeffekt) til den pris kineserne har bygget Taishan 1&2, altså ialt 9.960 MW, men med mindst den dobbelt KF og en levetid på mindst 60 år, mod 25 år for vindmøllerne.

  • 10
  • 21

Prisen inkluderer vel at mærke kun konstruktionen af selve øen og de eltekniske anlæg (primært store HVDC-konverterstationer, red.), som skal stå på den.

og

og det inkluderer endda en servicehavn, ligesom den mere sammenhængende konstruktion også vil gøre det muligt at opbevare materiel ude på havet under opførelsen af de tilknyttede havvindparker – noget som aktører ifølge Energinet har efterspurgt som en nødvendig facilitet.

Læg mærke til, at Ørsted nu peger på platforme. Dvs. ingen havn. Det bliver spændende at se, om de 'aktører', der henvises til, omfatter de selskaber, der leverer møllerne og etablerer parkerne. Foreløbig er der mig bekendt ingen af dem, der har efterlyst øer, hvor de kan opbevare materiel osv.

  • 2
  • 2

Hej Jesper Ørsted

Til den pris kan vi få 6 x 1.660 MW EPR reaktorer(nettoeffekt) til den pris kineserne har bygget Taishan 1&2, altså ialt 9.960 MW,

Du skal jo bare overbevise nogen politikere om at de skal overbevise vælgerne om det fornuftige i at købe et atomkraft værk leveret af et kinesisk selskab, drevet af udlændinge, serviceret af et kinesisk selskab, bygget af kinesere , med kinesisk teknologi, men garanteret af danske statslån, til en højere pris, manglende skattebetalinger og med et lidt uklar placering af et nuklear deponi, med den umiddelbare og indlysende risiko for at nogen fra hippier fra venstrefløjen eller nogen gustne typer fra dansk erhvervsliv kunne finde på at nævne at vi her i Danmark har et alternativ.

Man må håbe at amerikanerne laver Huwaui'en inden man har smidt alt for meget tid og for mange milliarder i projektet.

  • 21
  • 7

Hvis den samlede anlægspris kommer til at ligge i 200-300 mia kr klassen, er der helt sikkert ingen, som i overhovedet ingen, der vil rører ved projektet. Med et meget groft skøn, med alle de forbehold der er i en 25-årig prognose, vil en vindmøllepark på 10 GW med en levetid på 25 år give en indtjening på meget ca 100 mia kr.

Så hvis der skal hives 10% ud over 25 år må etablering+drift ikke komme over 90 mia. Horns Rev 3 fik en garantipris på 77 øre kWh. Så det siger sig selv, at det tal skal under 20 øre, måske endda endnu længere ned, før vi kommer i nærheden af at en energiø kommer på tale.

Vindmølleindustrien siger selv, at de forventer at offschore prisen i ca. 2025 kommer til at lægge på linie med onshore-priser. Det tolker jeg, som de forventer at gå under 20 øre/kWt. Yderliger 10 år fremme i 2035 vil prisen yderliger være faldet, også begynder økonomien at hænge sammen. Men for mig at se kræver det, at prisen på energiøen ligger betydelig under 38 mia. 1. skøn, som jeg forstod det, var et hollansk estimat, på 15 mia. I det lys kunne det være intressant at høre fra nogle hollanske eksperter.

  • 14
  • 0

Der er ingen der taler om at udlændinge skal drive det eller at det skal finansieres til overpris, det er FUD!

Lad os lige blive enige om, at du plæderer for statsgaranterede lån. Endvidere lad os være enige om at du henvise til et atomkraftværk i Tyrkiet, som skal drives af russerne.

Men udover det, hvem tænker du skal drive et dansk atomkraftværk, det er ikke sådan at vi har den store indenlandske knowhow eller skov af servicefirmaer indenfor atomkraft. I modsætning til vindkraft.

Vi er så heldige at vi ikke har en flåde af atomkraftbestykkede ubåde eller skrantende branche vi skal holde liv i for at vinde en delstatsvalg eller to.

  • 20
  • 3

1 stk energiø: 38 mia kr 10 GW vindmøller: 220 mia kr(hvis pris pr kW er det samme som for Horns Rev III). Prisen er lavt sat, fordi 60 km vest for Thorsminde, hvor energiøen skal bygges, er havdybden 40 m. Det er dyrt at bygge vindmølleparker på så dybt vand! Elkabler mellem vindmølleparker og øen og land: ? Samlet pris kan sikkert nemt løb op i 300 mia kr.

Til den pris kan vi få 6 x 1.660 MW EPR reaktorer(nettoeffekt) til den pris kineserne har bygget Taishan 1&2, altså ialt 9.960 MW, men med mindst den dobbelt KF og en levetid på mindst 60 år, mod 25 år for vindmøllerne.

Men du glemmer jo de 100 milliarder der skal til for at det overhoved bliver lovligt at opføre første atomkraftværk i Danmark, desuden er det ikke den kinesiske pris der skal ses på. Et bedre bud er Hinkey point C eller måske endnu højere, da Danmark jo ikke har eksisterende værker de kan ligge op af... Men så snakker vi 3x160 milliarder og desuden skal vi vente til engang efter 2100 før de er opført...

Så selv om vi accepterer den alt for høje pris som Horns Rev 3 representerer, så er det stadig et godt tilbud og det medvirjer til målet om at have udfaset kul, olie og gas inden 2050... Men skal vi være bare lidt realistiske, så accepterer vi ikke prisen... I den virkelige verden kommer den ned omkring 1/2 til 1/3 af det som Horns Rev kostede...

  • 13
  • 6

Jamen så er det jo godt at der ikke er mere end omkring 13 meters dybte...

https://da.wikipedia.org/wiki/Doggerbanke

1. Energiøen skulle bygges 60 km vest for Thorsminde, det ligger altså langt fra Doggerbanke, dvs. rigtigt dyrt at føre kabler dertil fra energiøen. Iøvrigt vil hele idéen med energiøren gå af fløjten hvis den skal ligge så langt væk.

  1. Doggerbanke er fiskegydeplads og vigtigt habitat og derfor ville det antageligvis stride mod EUs habitatdirektiv at bygge vindmøllefundamenter der.

  2. Vanddybden variere fra 15 til 36 m. De 13m må være det punkt der mest lavvandet.

  • 8
  • 6

Bunden i langt størstedelen af Nordsøen syd for Norske Rende ligger mellem 30 og 60 meter nede. Der er nogle huller hist og pist og nogle større områder ved England som er dybere. Den siluet man oftest ser af Doggerbanke er 40 m dybten. Kun en lille del ligger på mindre end 20 m vand. Men der er mindst 200000 km2 hvor havdybten er max 60 meter.

  • 7
  • 0

Hvis man regner efter på Vattenfall's bud på Vesterhav Nord og Syd, og ser hvad de efterfølgende har offentligtgjort af indkøb, kommer man frem til at deres rå pris ved vindmøllerne ligger et eller andet sted i intervallet 23 til 28 øre/kWt. Det var så i 2016/17. Hvis de kunne genforhandle diverse entrepriser i dag, efter at have fået endelig tilladelse, er jeg ret sikker på at den nederste del af intervallet går under 20 øre/kWt. Det er på 10 til 20 meter vand.

Så for at komme under de 20 øre/kWt på større dybter er det nok noget i stil med at bestille: "1000 stk af dem der stillet på 40 til 60 meter vand. Hvad koster det?" Det er præcist det man vil opnå med en energiø.

  • 14
  • 0

JØ - du virker noget krampagtig med at holde fast i lavprisudbyderne af A-kraft! Det er bare totalt hjernespind i etablerede Vesteuropæiske lande. De nævnte stater får aldrig en chance for at opføre KK'ere her til hjemlands tariffer/ overenskomster.

Selv 5G bliver vist vintervejen ...

Du blander ævler og hestepærer sammen: Huawei får ikke lov til at opføre 5G netværk, fordi vi ikke kan være sikker på, at der ikke er bagdøre i deres udstyr. Lønninger udgør kun 10% af et KKs pris, derfor er det ikke det der gør forskellen.

  • 7
  • 19

Synes det er svært at se formålet med øen, udover at energi-ø lyder godt.

Det virker måske fornuftigt at lave et knudpunkt ude på havet tæt på en vindmølle park hvor vindmøllerne kan forbindes til et hovedkabel.

Men hvis øens formål er at mindske afstanden mellem landene for at spare nogle hundrede km DC kabel, så virker det ufornuftigt i forhold til bare at trække kabler direkte mellem landene.

Og hvis man se på PTX, lagring, elektrolyse m.v. - så vil det da være meget bedre at have det på land i Nordjylland / Bornholm hvor man kan skaffe personale og reservedele på en meget nemmere måde.

Synes hele konceptet virker opblæst og uden sund fornuft.

  • 3
  • 7

Men hvis øens formål er at mindske afstanden mellem landene for at spare nogle hundrede km DC kabel, så virker det ufornuftigt i forhold til bare at trække kabler direkte mellem landene.

Hvis nu fem lande skal kunne udveksle el indbyrdes i enhver kombination, så skal der enten trækkes 10 kabler mellem landene, eller også skal landene have så meget overskydende kapacitet i deres interne elnet, at de kan levere transit mellem nabolandene.

Med et fælles knudepunkt skal der bruges fem kabler.

Så det er ikke kun et spørgsmål om kabellængde.

(Og nej, jeg ved ikke ikke et klap om elnet. Men jeg kan tænke.)

  • 12
  • 1

Forstår ikke at knudepunktet skal ligge ude på havet - det kunne vel ligeså godt ligge på land ?

Og ja, jeg kan godt forstå at det totalt set er kortere hvis det ligger lige i midten af Nordsøen, men hvorfor ikke bare trække ind til et fælles knudepunkt på land ?

  • 1
  • 4

Hej Thomas Mygind

Forstår ikke at knudepunktet skal ligge ude på havet - det kunne vel ligeså godt ligge på land ?

Det er netværksteori.

Det skal være attraktivt at tie in til knudepunktet frem for at gå udenom. Her kan " spare nogle hundrede km DC kabel," fint gøre forskellen. Jeg kan simpelthen ikke se at et ucentralt "knudepunkt" vil have nogen chance.

Der kan også henvises til Kriegers Flak - Combined grid solution, hvor man har fundet det formålstjenligt at kombinere en vindmøllepars gtie in med en forbindelse mellem danmark og Tyskland.

En af pointerne må være at lave en infrastruktur som mindre operatører kan benytte, hvilket vil øge antallet af potentielle aktører og dermed konkurrencen.

  • 5
  • 1

omformerstationerne fra AC -> DC koster rigtig mange penge og er rigtigt tunge

Og de kræver meget plads:

"The area required for a converter station is much larger than a conventional transformer, for example a site with a transmission rating of 600 megawatts and a transmission voltage of 400 kV is approximately 300 x 300 metres (1000 x 1000 feet). Lower-voltage plants may require somewhat less ground area, since less air space clearance would be required around outdoor high-voltage equipment."

  • 5
  • 0

Logstikcentrum er også lidt tænkt. Det er jo ikke sådan at alle reservedele og personale skal være på øen. I virkeligheden så har man nok brug for nogle specielle reservedele eller noget personale med særlige kompetencer, som alligevel skal komme inde fra land.

Omkring det med 300x300 m område til at håndtere 0.6 GW. Hvis man så skal kunne håndtere 20 GW og at man skal have plads til personale, reservedele og PTX så er vi snart oppe på flere km2.

  • 0
  • 0

omformerstationerne fra AC -> DC koster rigtig mange penge og er rigtigt tunge

Og de kræver meget plads:

"The area required for a converter station is much larger than a conventional transformer, for example a site with a transmission rating of 600 megawatts and a transmission voltage of 400 kV is approximately 300 x 300 metres (1000 x 1000 feet). Lower-voltage plants may require somewhat less ground area, since less air space clearance would be required around outdoor high-voltage equipment."

Lad os prøve at få nogle kilder og konkrete beregninger på. Energinet lavede i maj 2018 en redegørelse til Folketinget om omkostningerne til nettilslutning af havmølleparkerne Anholt, Horns Rev 3 og Krigers Flak, link: https://www.ft.dk/samling/20171/almdel/efk... (Håber linket virker.) Det fremgår her, at transformerplatformene til Kriegers Flak koster 829 mio. kr., dvs. 1382 mio. kr. pr. GW eller 13,8 mia. kr. pr. 10 GW. Det er et stykke vej her fra til 38 mia. kr. I øvrigt har jeg forstået, at direct drive møller producerer jævnstrøm, så for disse møller må platformenes opgave være en anden end konvertering til jævnstrøm.

  • 1
  • 1

Om en energiø rent økonomisk er en god ide synes jeg er meget svært at gennemskue. Men ved anlægget skal man ikke kun se på selve anlægsomkostningerne, men også på vedligehold. En platform på et stålskelet må med årene kræve ganske meget vedligehold. Hvor imod en ø af sand og sten må være rimeligt vedligeholdsfri og stabil. Og Øen bygges vel ikke kun for at skulle fungere i 25 år, Den skal vel være en hjørnesten i vores energiforsyning i århundreder. Men det er godt nok meget sand der skal flyttes, hvis dne skal anlægges på 20 m dybde.

  • 9
  • 0

Det er netværksteori.

Og muligvis spilteori. Omend det er et område, hvor jeg er endnu mere uvidende, selv om jeg finder konceptet stærkt fascinerende.

Man kan godt forestille sig en situation hvor 5 lande hver især ønsker knudepunktet, udpeger et eksisterende landanlæg tæt ved kysten, og siger til de andre: “Så nu har vi lavet et fælles knudepunkt. I skal bare forbinde hertil, og så bliver alting meget billigere for os alle!”

...og så sidder hvert land med hvert sit knudepunkt, ideen dør, og man ender alligevel med forbindelser på kryds og tværs til en højere pris.

Hvis et af landene i stedet placerer et knudepunkt ude i havet, hæver de samtidigt indsatsen i spillet for de andre lande. Hvis de andre lande stadig fastholder, at de skal have knudepunktet, er de nu også nødt til at lave et knudepunkt i havet for at vinde slaget om det mest attraktive knudepunkt. Og så vil det sandsynligvis være billigere for dem at give op og tilslutte sig det første lands knudepunkt.

  • 13
  • 0

Mht at bringe GW på kryds og tværs af Nordsøen. Viking Link (Danmark-Tyskland) koster 11 mia dkr, Nordlink (Norge-Tyskland) koster 15 mia dkr. Begge er kabler lagt i havbunden. Kabler i jorden er jo notorisk dyrere end luftkabler.

ABB laver luftkabler på 1600 km med en kapasitet på 10000 MW til en brøkdel af prisen på nedgravede kabler. Hvilke hindringer er der for at de bliver sat op over vand? De højeste skibe jeg kan finde er 72 meter. Ikke uoverstigeligt. Vedligehold? Salt? Vindstyrker? ..? ...?

  • 0
  • 11

ABB laver luftkabler på 1600 km med en kapasitet på 10000 MW til en brøkdel af prisen på nedgravede kabler.

FKM - Nej! Ordren gælder alene 2 konverter stationer til en værdi af 300 mio $

"ABB has won orders worth more than $300 million to supply advanced converter transformers for two long-distance ultra-high-voltage direct current (UHVDC) transmission links capable of transporting up to 10,000 MW of power at the 800 kV voltage level, setting a new world record in terms of capacity."

Iøvrigt vil det være dybt ulogisk at rejse master på havet, når man først har investeret pengene i konverterstationer - så må det være billigere at lægge et kabel på havets bund

  • 11
  • 0

Hej Jesper Ørsted - Ang. Kansai lufthavnen: Er det prisen for øen alene, eller er hele eller dele af lufthavnen med?

Over hvor lang en tidsperiode og hvornår sank øen så meget? Var det efter de var færdige med at bygge den, så de måtte fylde ekstra på i en lang periode?

Foreligger der viden om hvordan bundforholdene er i Nordsøen, sammenlignet med Japan?

Jeg har ikke set hvor stor de vil bygge energiøen, men at dømme efter billederne er det næppe mere end 1 Km2, hvilket så er en tiendedel af Kansai lufthavnen. Det gør den ikke i sig selv 10 gange billigere, og dybde og afstand til kysten, må også gøre den dyrere. Men alt i alt gør det vel at prisen i artiklen på 38 mia. lyder rimeligt plausibel.

  • 5
  • 1

Nu hvor vi er langt fra fastlandet, helt ude i nordsøen, så kan vi vel godt bygge et atomkraftværk uden at nogen bliver bange for det, bare det er så langt ude, at man ikke kan se det fra land :)

  • 6
  • 9

Over hvor lang en tidsperiode og hvornår sank øen så meget? Var det efter de var færdige med at bygge den, så de måtte fylde ekstra på i en lang periode?

Foreligger der viden om hvordan bundforholdene er i Nordsøen, sammenlignet med Japan?

Jeg har ikke set hvor stor de vil bygge energiøen, men at dømme efter billederne er det næppe mere end 1 Km2, hvilket så er en tiendedel af Kansai lufthavnen. Det gør den ikke i sig selv 10 gange billigere, og dybde og afstand til kysten, må også gøre den dyrere. Men alt i alt gør det vel at prisen i artiklen på 38 mia. lyder rimeligt plausibel.

Thorshavn havn er udbygget med 90.000 m2, med stenfyldning på 3,5 millioner m3. Kørsel fra stenbrudet 1,3 km og transport på vand 2,6 km.

Spunskaj er 800m og 1050 m lang stenmur med udvalgte store klippeblokke beskytter havneanlægget mod havbølgerne, udbudspris ca 4.500 kr / m2

Dybden 23-27 m og bunden består af sand/dynd og sank en hel del ( 0,5 - 2 m ) og ankerbolte knækkede og det har kostet i tid og penge at reparere, så i alt løber m2 op i ca 6.500 kr /m2.

Når man bygger energiø, så kunne man nøjes med at lægge sten mur rundt omkring øen, med passende havneanlæg på overvejende læside, opbygget som spunskaj.

Lang transport af sten koster penge, så midten af øen kunne passende være sand der er i området omkring energiøen.

En måde at få styr på sandet og mindske forbruget af sten, kunne være dette produkt: https://www.concretecanvas.com/

En energiø på 1 km2, hvor dybden er 25 m kan i min optik bygges for 4.000 - 5.500 kr / m2 med tanke på at størstedelen kan bygges med sand, i forhold til havneanlægget i Thorshavn som kun består af sten og hvor forholdsvis mange penge går til spunskajen.

  • 4
  • 2

Jeg har stillet samme spørgsmål i en tidligere tråd om disse energi øer og kom med et forslag omkring solceller.

Vi kan også bruge penge på at skifte til lav energi ruder en masse offentlige bygninger.

Vi kan også installere et pænt antal ventillationsanlæg på vores skoler så fremtidens skatteydere ikke skal døje med hovepine i timerne grundet høje CO2 værdier, høj fugt og den skimmelsvamp der opstår som følge af manglende udluftning, termostat diktatur på 20c samt weekend sænkning.

Et andet relevant spørgsmål:

Hvor mange af de 38 mia. vil forsvinde til kreative udenlandske virksomhedskonstallationer i pyramide opbygning for at undgå beskatning, og derefter udføres af udenlansk arbejdskraft?

Alting omkring disse øer skal jo i EU udbud så... 38 mia, direkte i ned et stort sort Money-pit.

Det allerede før der er trukket så meget som en forlængerledning, ensige opsat en mølle.

  • 12
  • 3

Helikopterne skulle have landkending, 800 mtr fri sigt og måtte ikke flyve instrument flyvning. Som jeg husker det.

Hej igen, Karsten.

Jeg lavede et par søgninger, og fandt lidt fra forskellige kilder bl.a.:

"Helicopters can fly IFR and they fly the same approaches airplanes do. At certain airports there will be ILS (or other approach) procedures specific to helicopters."

"Even though most helicopters used as instrument trainers are not instrument certified, most single engine turbine helicopters used in commercial operations are equipped with a six-pack of instruments and a GPS that can be used to enhance the pilot's ability to fly any type of mission"

"If the helicopter is operating at an airport, it needs clearance like a regular flight, otherwise it would be a very dangerous situation for the helicopter and any other traffic in the area. ... So, an emergency helicopter, can continue VFR with visibility down to 1km, or even 800 meters for short periods of time"

Umiddelbart tolker jeg det som du har ret.👍

  • 1
  • 1

Hvor mange af de 38 mia. vil forsvinde til kreative udenlandske virksomhedskonstallationer i pyramide opbygning for at undgå beskatning, og derefter udføres af udenlansk arbejdskraft?

godt spørgsmål!: Her et muligt bud:

Nous avons développé une expertise dans les travaux publics

Bouygues Construction est aussi une entreprise de travaux publics qui a développé une expertise dans les travaux fluviaux et maritimes, ouvrages d’arts, tunnels et ouvrages souterrains mais également systèmes de précontrainte et de haubanage...

https://www.bouygues-construction.com/meti...

Måske kunne endda Ansaldobreda mobiliseres...nok engang!? :)

  • 5
  • 11

Siemens Energy har i sit høringssvar 31. juli 2020, jf. https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser... gjort opmærksom på, at branchen er ved at etablere standard størrelser af HVDC forbindelser på 900, 1200 og 2000 MW. Siemens gør opmærksom på, at etableringen vil blive mere økonomisk, hvis man anvender disse størrelser i planlægningen. Spørgsmålet er så, hvad transformerplatforme i disse størrelser koster.

COWI har ifølge notatet baseret sin vurdering på én standardstørrelse på 1000 MW.

  • 0
  • 0

Energiø kan sæson/nat/dag lagre strøm via brint elektrolyse anlæg.

Brint gas rørnet kan forbindes til Holland/England/Tyskland/DK?

Findes salthorst kaverner under energiø til lagring af brint energi?

Der er fremtidig brint energilagring potentiale på over 1.000TWh i DK salthorst kaverner. Se link side 19

Brintnet transport omkostninger er over 10 gange billigere end elnet. Brint rørnet transport kapacitet kan være mere end 10GW, hvor elnet kapacitet er mindre end 2GW. Se link side 11

Hydrogen transport cost by pipeline are about 10-20 times cheaper than electricity transport cost by a cable (Vermeulen, 2017).

A fundamental difference between electricity transport by cables and hydrogen transport by pipelines is the capacity of the infrastructure.

An electricity transport cable has a capacity between 1-2 GW, while a hydrogen pipeline can have a capacity between 15 and 30 GW.

Besides, transporting electricity via cables incurs losses, while hydrogen transport by pipelines does not have losses.

Next to the transport cost, hydrogen storage cost can be cheap. Hydrogen storage cost in salt caverns are at least a factor of 100 cheaper than electricity storage cost in batteries

Holland har startet opgradering af naturgasnet til brintnet med transport kapacitet på mere end 10 GW.

Europa er ved at planlægge brint gasnet fra Afrika via Tyskland til DK. Se link side 14

Green Hydrogen for a European Green Deal A 2x40 GW Initiative Marts 2020 Se link side 19

https://dii-desertenergy.org/wp-content/up...

  • 2
  • 1

Hydrogen energy storage in Ammonia, by Just Have a Think:

https://youtu.be/5Y_2Z_VwFNc

Altså: Man en masse energi på at lave brint og kvælstof om til ammoniak, 91,8 kJ/mol. Da det giver 18,6 MJ/kg at forbrænde 1 kg ammoniak, så får man 17/1000 x 18600 kJ = 316,2 kJ pr mol, hvorfra skal fratrækkes enegien på 91,8 kJ de gik til at fremstille det, så få man 224,4, men da der er medgået 3 g brint fremstilling af det mol, som ved forbrænding ville have givet 360 kJ, så er tilbage kun (224x100)/360 = 62,33 %, så 37,66% af energien ryger ud af windowset. På verdensplan står ammoniakfremstillingen for 2% af klimagasudledningen.

  • 3
  • 2

Siemens Energy har i sit høringssvar 31. juli 2020, jf. https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser... gjort opmærksom på, at branchen er ved at etablere standard størrelser af HVDC forbindelser på 900, 1200 og 2000 MW. Siemens gør opmærksom på, at etableringen vil blive mere økonomisk, hvis man anvender disse størrelser i planlægningen. Spørgsmålet er så, hvad transformerplatforme i disse størrelser koster.

COWI har ifølge notatet baseret sin vurdering på én standardstørrelse på 1000 MW.

Hvad betyder det så for systemomkostningerne ved at vælge vindkraft? Jeg har et bud på hvad det vil koste, taget herfra:

https://world-nuclear.org/information-libr...

"The integration of intermittent renewables with conventional base-load generation is a major challenge facing policymakers in the EU, in certain US states and elsewhere. Until this challenge is resolved, e.g. by the introduction of long-term capacity markets or power purchase agreements, then investment in base-load generation capacity in these markets is likely to remain insufficient. When market designs create potentially unreliable supply systems that have to be fixed by setting up additional markets for stand-by capacity and other grid stability services, costs that should be borne by electricity generators (where competitive pressures will act as a restraining factor) have effectively been externalised. In some countries, their market design results in a market failure whereby reliable (and low-carbon) but capital-intensive technologies (such as large hydro and nuclear) cannot be financed because long-term power purchase contracts are not available – so there is no certainty that investments can be recouped. Long-term electricity storage solutions (when/if the technology becomes available) face the same financing problem because these will also be capital-intensive. "

"A 2019 OECD Nuclear Energy Agency study, The Costs of Decarbonisation: System Costs With High Shares of Nuclear and Renewables, found that the integration of large shares of intermittent renewable electricity is a major challenge for the electricity systems of OECD countries and for dispatchable generators such as nuclear. Grid-level system costs for intermittent renewables are large ($8-$50/MWh) but depend on country, context and technology (onshore wind < offshore wind < solar PV). Nuclear system costs are $1-3/MWh."

Specielt bliver det meget dyrt hvis man vælger en stor andel VE i nettet.

""The most important categories of system costs of VREs are increased outlays for distribution and transmission due to their small unit size and distance from load centres, balancing costs to prepare for unpredictable changes in wind speed and solar radiation and, perhaps, most importantly, technologies and costs for organising reliable supplies through the residual system during the hours when wind and sun are not fully available or not available at all." System costs rise from less than $10/MWh for 10% wind and solar to more than $50/MWh for a 75% wind/solar share, or a 50% share under some circumstances."

Se en illustration af systemomkostninger og LCOE for diverse lande og energiformer her:

https://world-nuclear.org/getmedia/63b1bb0...

  • 6
  • 6

Hvorfor ikke bruge gasnet til lagring af CO2 i saltkaverner fremfor Nordsø borefelter?

ELSAM kraftværker udgav i 1993 en rapport om CO2 deponering i saltkaverner. Se link side 12, 24

Hver saltkaverne beregnes her til at kunne rumme 0,4mill tons CO2 ved 200bar tryk. Kostpris 280kr/tons i 1993 priser

http://www.pfbach.dk/firma_pfb/historien/d...

Energinet rapport skriver om PtG Power to Gas. Se link side 21

Brint fra energiø kan via gasnet lagres i saltkaverne og føres i land til PtX eller bruges i elnet kraftværk turbiner. Se link

https://www.siemens-energy.com/global/en/n...

BAGGRUNDSRAPPORT SYSTEMPERSPEKTIV 2035 ​Perspektiver for effektiv anvendelse af vedvarende energi i det danske energisystem på længere sigt. Marts 2018

https://energinet.dk/-/media/4DDC27A715924...

Til PtX metanol eFuel fremstilling kræves CO2.

Men i fremtiden vil der blive mangel på CO2 fra biomasse.

Hvis CO2 lagres i saltkaverner kan det bruges til eFuel efter behov.

  • 0
  • 4

Det fremgår af det foranstående og især af anttallet af opad- og nedadvendte tommelfingre, at Ingeniørens debatsider har udviklet sig til en tumleplads for fantaster, og et ord, som Ingeniørens overvågningsmaskine sikkert ville ekskludere mig for, men det beynder med ig og ender med ran og ter og indeholder yderligere et n og et o. -Jeg er spændt på om maskinen har indbtýgget kunstig intelligens! Danmark har planer om at at bygge 12 GW havvind. Møllerne vil sikkert have en lidt større effektivitet end de eskisterende havvindmøller, der i 2019 havde en effektivitet på 44% og i øvrigt ofte gik i NUL. Også møllerne i Nordsøen ud for Esbjerg. Så lade os elskværdigt antage, at de påtænkte havvindmøller i gennemsnit vil yde 6 GW. - så længe de er nye. Når de er 30 år skulle de i hvert fald være gamle. Opførelsespris mellem 250-300 milliarder kroner, minus alt det løse . Kabler først og fremmest. Viking link skulle koste 11 milliarder kroner og have en kapacitet på 1,4 GW. Det rækker ikke langt. Et kabel med en kapacitet på 12 GW - og dette må møllerne jo forvents at yde en gang imellem- må koste en del mere. Men lad det nu ligge. Iflg. folk der har mere forstand på PtX end undertegnede, kan man under ingen omstændigheder regne med at PtX processen er mere end 22% effektiv. Så brændstofudbyttet kan altså højest blive 6*0,22= 1,32 GW. Dette svarer til 25 % af landevejstransportens energiforbrug i 2019. Og med dagens benzinpris i Rotterdam til en årlig udgift på 2,5 milliarder kroner. Altså, man drømmer oom at investere 250-300 milliarder + et ukendt men stort milliardbeløb oveni for et årligt udbytte på 2,5 milliard kroner, ved en proces, der iøvrigt er teknisk helt umulig. Man kan godt forstå, at DONG direktøren har fundet sig et nyt arbejde. Man kunne ønske ham følgeskab af den PFA direktør, der gerne vil spendere pensionsopsarernes penge på dette rablende vanvid. PS. 6 GW svarer til 1,5 gange Danmarks nuværende elforbrug. Hvis man opgiver PtX, hvordan vil man så bære sig ad med i løbet af under 10 år at forøge vort elforbrug fra 4 til 10 GW. Det er ikke gjort med, at vi allesammen går ud og køber os et 100 tommers fjernsyn.

  • 7
  • 2

Brint elektrolyse anlæg har ca 75% virkningsgrad. Kraftværk gasturbiner har virkningsgrad 30-40% og bruger nu naturgas, men turbine fabrikanter har i mange år gradvis opgraderet fra naturgas til brint brændstof.

Og blandt andet GE, Mitsibishi og Siemens udvikler kraftværk gasturbiner til gradvis drift fra naturgas til 100% brint. Se links

Siemens Energy's 2030 hydrogen pledge

https://www.siemens-energy.com/global/en/n...

https://power.mhi.com/special/hydrogen/art...

https://www.ge.com/power/gas/fuel-capabili...

Men brint som energibærer er med nuværende teknologi eneste mulighed for sæsonlagring af især sol/vindenergi.

Elnet overbelastes med nye GW/MW solcelle/vindmølleparker og solenergi kan ikke udnyttes om sommeren. Men i 2025 vil Gas Storage DK etablere 350MW elektrolyseanlæg og 200.000MWh brintlagring i undergrunden (saltkaverne mellem Hobro og Viborg)

For at få økonomi i fremtidige solcelle/kæmpevindmølleparker er der nødvendigt med elektrolyseanlæg og nat/dag/sommer/vinter brint lagring.

Naturgasnet kan allerede nu gradvis opgraderes til 15% brint (2025 30% brint?) og solcelleparker/vindmølleparker med adgang til elektrolysanlæg kan lagre produktion, som ikke kan afsættes om sommeren? Se link

https://energinet.dk/-/media/0B87D7EE1FBE4...

Energinet har kendskab til nye, mulige solcelleprojekter med en samlet kapacitet på op til 16 GW og mulige vindkraftanlæg på land og kystnært på ca. 5 GW. Til sammenligning har alle Danmarks vindmøller i dag en samlet kapacitet på ca. 6 GW. Realiseres alle de nye solprojekter, vil de på en perfekt solskinsdag kunne levere, hvad der svarer til omkring det dobbelte af Danmarks totale elforbrug.

Energinet RAPPORT LANGSIGTET STRUKTUR FOR ELTRANSMISSIONSNET 2020

https://energinet.dk/-/media/5E04558E734E4...

Siden 2014 har Gas Storage DK arbejdet med brint elektrolyse og brint lagring i undergrunden. Og målet er i 2025 at etablere 350MW elektrolyseanlæg, 200GWh brint underjordisk lager mellem Hobro og Viborg med 320MW komprimeret luft energi anlæg. Se link

NEW, LARGE-SCALE HYDROGEN HUB TO SUPPORT DENMARK’S GREEN TRANSITION. Dec 2020

https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/20...

Side 2017 har Energinet udført test med gradvis brint i naturgasnet. Og har bevist med lækagetest og sikkerhedstest over flere år, at 15% brint er mulig umiddelbart at tilføre naturgasnet. Og yderligere test op til 30% brint vil blive udført. Se link

Energy Storage – Hydrogen injected into the Gas Grid via electrolysis field test

https://en.energinet.dk/About-our-news/New...

https://en.energinet.dk/-/media/05ED24206F...

  • 3
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten